光伏研究報告：未來最大的綠電來源

2/2光伏研究報告：未來最大的綠電來源1

雙碳時代，光伏是未來最大的綠電來源我們提出過“現(xiàn)在不買新能源就像二十年前沒買房”。新能源相關(guān)產(chǎn)業(yè)是未來中國經(jīng)濟最有希望的，最具爆發(fā)力的領(lǐng)域。目前新能源替代傳統(tǒng)能源、光伏和風(fēng)電替代傳統(tǒng)發(fā)電，有三大迫切原因。一是對能源低碳轉(zhuǎn)型的必然要求。根據(jù)碳排放市場調(diào)研，過去50年全球平均氣溫上升的原因，90%以上與人類使用石油等燃料產(chǎn)生的溫室氣體增加有關(guān)。我國提出分別于2030和2060實現(xiàn)碳達(dá)峰和碳中和的莊嚴(yán)承諾，在時代趨勢下，低碳化的清潔能源將成為時代新寵，將實現(xiàn)對高碳排放傳統(tǒng)能源的替代。二是對國家能源安全的保障。在交通運輸領(lǐng)域，我國石油消費量正不斷走高，從2015年的5.43億噸/年上升至2020年的7.36億噸/年。然而我國原油產(chǎn)量則一直維持在2億噸/年。供需矛盾致使我國的原油進口量持續(xù)增長，對外依存度超過70%。為保證國家的能源安全和經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展，能源消費結(jié)構(gòu)亟需升級。而發(fā)展新能源發(fā)電有利于減少我國對能源進口的依賴，保障國家能源安全。三是新能源領(lǐng)域是未來大國競爭的至高點，關(guān)系到國家現(xiàn)代能源服務(wù)水平。歷次能源革命均推動了工業(yè)革命，并造就新的國際秩序。當(dāng)前正處于第三次能源革命，能源從化石能源轉(zhuǎn)向可再生能源，能源載體是電和氫，中國有望在這一過程中展現(xiàn)新技術(shù)優(yōu)勢。大力發(fā)展新能源發(fā)電有利于豐富我國能源結(jié)構(gòu)，分布式風(fēng)光伏發(fā)電可完善農(nóng)村和邊遠(yuǎn)地區(qū)能源基礎(chǔ)設(shè)施，全面提升能源服務(wù)水平和范圍，是現(xiàn)代能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展和能源普遍服務(wù)的必然要求。新能源發(fā)電端建設(shè)，是我國現(xiàn)代能源體系建設(shè)的關(guān)鍵一環(huán)，是新能源產(chǎn)業(yè)鏈形成閉環(huán)的基礎(chǔ)。光伏是新能源電力建設(shè)、重整能源生產(chǎn)消費結(jié)構(gòu)的核心領(lǐng)域，是純正的“綠電”來源。新能源風(fēng)電、光伏發(fā)電量攀升，在社會用電量中占比高增。2021年，全國光伏發(fā)電量為3259億千瓦時，同比增長25.1%；全國風(fēng)電發(fā)電量為6526億千瓦時，同比增長40.5%。風(fēng)電、光伏累計發(fā)電量共9785億千瓦時，同比增長35.0%，占全社會用電量的比重達(dá)到11.7%，首次突破10%以上。光伏是新能源發(fā)電端建設(shè)的核心領(lǐng)域之一，中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2021年我國太陽能新增裝機容量為54930兆瓦，同比增長14.0%，占新能源發(fā)電新增裝機總?cè)萘康?2%。

光伏發(fā)電新增裝機容量在去年超過風(fēng)電，躍居第一，主要是因為三方面優(yōu)勢。一是能量來源穩(wěn)定。太陽能分布廣泛，有光照的地區(qū)就能采用光伏發(fā)電，供應(yīng)相對穩(wěn)定；相比之下，風(fēng)能、水能、核能發(fā)電的地理因素限制較多。二是轉(zhuǎn)換過程簡單。光伏發(fā)電可以直接將光能轉(zhuǎn)化為電能，而風(fēng)能、核能和水力發(fā)電都需要經(jīng)過機械能轉(zhuǎn)換這一中間過程，會產(chǎn)生能量損失。此外，因為轉(zhuǎn)換原理簡單，光伏組件的結(jié)構(gòu)也相對簡單，性能可靠，維護方便，壽命長，也能靈活地應(yīng)用于不同場景，例如戶用光伏。三是發(fā)電真正環(huán)保。不同于其他發(fā)電方式，光伏發(fā)電不排放溫室氣體和廢氣，不需要冷卻水，也不會對所在地的自然生態(tài)環(huán)境造成影響。同時，設(shè)備建設(shè)不必占用大片土地，例如“農(nóng)光互補”和“漁光互補”，僅用在種植大棚或魚塘水面上方鋪設(shè)太陽能發(fā)電裝置，就可以實現(xiàn)發(fā)電，并且不會影響農(nóng)作物和魚苗的生長，在高溫季節(jié)還能減少紫外線對作物的破壞。2022年上半年，我國光伏新增并網(wǎng)30880兆瓦，同比增長137%，其中分布式光伏占比64%，約19760兆瓦，節(jié)約大量土地和水資源。光伏是真正環(huán)保的可再生新能源，長期來看，光伏發(fā)電將是綠電建設(shè)的發(fā)展核心。2

光伏政策沿革：補貼到退坡，平價大發(fā)展時代來臨2.1

我國光伏產(chǎn)業(yè)：規(guī)范用地、完善環(huán)保，長期穩(wěn)步發(fā)展在新能源產(chǎn)業(yè)建設(shè)上，我國對光伏發(fā)展尤為重視，歷年出臺光伏相關(guān)政策較多。主要可以分為用地政策和綜合政策兩類。用地政策關(guān)系到光伏項目的立項、收益以及是否環(huán)保，合規(guī)等界定。綜合政策的主要作用是引導(dǎo)我國光伏產(chǎn)業(yè)長期發(fā)展，制定相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，明確未來方向。光伏用地政策經(jīng)歷了從放開促進發(fā)展、到高環(huán)保要求政策收緊，再到現(xiàn)在的多方面綜合完善三個階段。2007年我國首次提出光伏建設(shè)應(yīng)主要是在沙漠、戈壁、荒地等非耕用土地。在經(jīng)過第一、二批光伏特許示范項目建設(shè)后，光伏發(fā)電項目發(fā)展首次提速，用地政策也進一步明確。2013年，為促進行業(yè)發(fā)展，政策適度放開，探索采用了租賃國有未利用土地等供地方式，降低工程的前期投入成本，簡化程序，并初步完善光伏發(fā)電的建設(shè)管理。2014年政策進一步鼓勵光伏發(fā)展與農(nóng)戶扶貧、新農(nóng)村建設(shè)、農(nóng)業(yè)設(shè)施相結(jié)合，拓寬了光伏建設(shè)的適用地范圍。2015年，環(huán)境和耕地保護要求變高，用地政策收緊。當(dāng)年先后出臺文件對光伏項目用地管理進行明確分類，并在環(huán)境保護方面完善規(guī)范，禁止在林地、公園、棲息地、自然保護區(qū)等進行光伏建設(shè)。2017-2018年繼續(xù)對光伏在農(nóng)業(yè)用地上的建設(shè)做出限定。2021年起產(chǎn)業(yè)逐漸成熟，用地政策開始多方面綜合完善，光伏用地性質(zhì)再次被分類界定。2022年推出5項政策，進一步在協(xié)同管理、環(huán)保合規(guī)、用地限制、項目審批等方面完善規(guī)范。綜合政策方面，我國的光伏發(fā)展規(guī)劃主要分為促進快速擴張、穩(wěn)步長期發(fā)展兩個階段。快速擴張階段從2007年我國將太陽能發(fā)電列為重點發(fā)展領(lǐng)域開始。2018年我國停止新建集中式電站，光伏發(fā)電補貼退坡，標(biāo)志著第一階段結(jié)束，穩(wěn)步長期發(fā)展的新階段來臨。2021年補貼退坡完成，進入平價時代。2021年10月，中共中央和國務(wù)院提出鼓勵智能光伏與綠色建筑融合創(chuàng)新發(fā)展。2022年的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中提出，到2025年，新能源發(fā)電量比重達(dá)到39%的要求。政策環(huán)境方面，光伏發(fā)展空間仍然充足。2.2

海外光伏產(chǎn)業(yè)：從雙反到復(fù)蘇，能源危機加速滲透十年來，海外光伏政策經(jīng)歷了較大波動，過程中，對中國產(chǎn)業(yè)鏈，也由不想依賴轉(zhuǎn)為不得不依賴。第一階段，2012-2013年時期，歐美對于我國光伏產(chǎn)業(yè)開始進行一些“反傾銷”“反補貼”政策，圍獵我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展。其中，2012年9月6日，歐盟委員會宣布，將對進口自中國的光伏產(chǎn)品進行反傾銷調(diào)查；11月8日，歐盟委員會宣布發(fā)起反補貼調(diào)查，至此歐洲針對中國光伏的“雙反”拉開了帷幕，一度對中國出口的太陽能電池板施加了40%以上的臨時關(guān)稅。美國商務(wù)部也做出裁決，認(rèn)為中國輸出到美國的光伏產(chǎn)品，存在政府補貼和低價傾銷的可能性。歐美對中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈的“雙反”政策，本來意圖圍獵和遏制中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，但一度也在無形中遏制了自身產(chǎn)業(yè)發(fā)展。一方面，中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈對外出口降低，大量歐美偏上游原材料的光伏企業(yè)受到波及，破產(chǎn)重組增多。另一方面，“雙反”、高關(guān)稅，也推高了歐美安裝光伏組件價格。歐盟光伏產(chǎn)業(yè)成本端承壓，組件價格的上漲導(dǎo)致其裝機量持續(xù)下滑，歐美光伏市場進入了低迷階段。2018年9月，歐盟對于中國光伏產(chǎn)業(yè)的“雙反”政策結(jié)束，雙方產(chǎn)業(yè)關(guān)系趨于緩和。2019年11月，中國國家電網(wǎng)有限公司與法國電力公司簽署合作框架協(xié)議，雙方承諾在創(chuàng)新研發(fā)領(lǐng)域開展可再生能源并網(wǎng)技術(shù)、儲能技術(shù)等方面的合作。隨后，歐洲各國也進一步提高了對光伏產(chǎn)業(yè)的重視程度，歐盟光伏市場逐漸復(fù)蘇。歐盟發(fā)布《歐洲綠色協(xié)議》，提出2030年新能源的能源占比達(dá)到32%，2030年碳排放量較1990年減少55%。德國批準(zhǔn)了《2030年氣候保護計劃》，要在2030年實現(xiàn)溫室氣體排放比1990年減少55%的目標(biāo)，同時光伏裝機量要達(dá)到98GW。意大利發(fā)布《2030年氣候與能源國家綜合計劃》，提出到2030年可再生能源計劃發(fā)電186.8TWh，包括74.5TWh的太陽能和40.1TWh的風(fēng)能。2022年以后，俄烏沖突成為了歐洲加速能源轉(zhuǎn)型的催化劑。俄烏戰(zhàn)爭以來，歐洲陷入天然氣短缺的窘境，結(jié)合國際原油價格大漲，能源危機一觸即發(fā)，歐洲多國電力價格出現(xiàn)大幅上漲。為了擺脫對以“俄氣”為代表的傳統(tǒng)能源的依賴，2022年以來歐洲國家出臺了諸多政策以提高其能源獨立性。歐盟方面，2022年5月，歐盟委員會出臺REPowerEU計劃，內(nèi)容包括2025年將太陽能光伏裝機容量翻一番，到2030年光伏安裝容量達(dá)600GW。并且分階段強制在新公共和商業(yè)建筑以及新住宅建筑上安裝太陽能電池板。該計劃在2021年《歐洲氣候法案》的基礎(chǔ)上，進一步在法律層面強制推進了可再生能源發(fā)展，表明了歐盟對其雙碳目標(biāo)的立場堅定。德國方面，2022年7月提出了EasterPackage即復(fù)活節(jié)一攬子計劃，建議到2030年，將綠色能源占電力結(jié)構(gòu)比重提升到80%，確立了到2035年德國100%的電力來自可再生能源的目標(biāo)。光伏發(fā)電方面，計劃從目前的60GW擴大到2030年的215GW。在優(yōu)先級方面，德國規(guī)定碳中和目標(biāo)的達(dá)成高于其他公共事業(yè)利益。同時該計劃還取消公民參與的招標(biāo)要求，簡化電網(wǎng)規(guī)劃審批流程。英國方面，2022年4月提出了《能源安全戰(zhàn)略》，目標(biāo)是到2030年，太陽能發(fā)電裝機容量要從目前的14.9GW增加到50GW，在未來14年將增加70-75GW太陽能發(fā)電，年均增長超過5GW。同時，英國政府還宣布將戶用光伏系統(tǒng)的增值稅從5%降到0%，為光伏產(chǎn)業(yè)高速發(fā)展提供支持。除了受地緣沖突影響最大的歐洲國家外，其他國家也在近兩年公布了最新的綠電發(fā)展計劃。日本方面，2021年7月，經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)省發(fā)布了第6版戰(zhàn)略能源計劃草案，計劃到2030年減排目標(biāo)從26%提升到46%，2050年實現(xiàn)碳中和。光伏發(fā)電方面，2020年發(fā)布的展望計劃于2030年實現(xiàn)100GW國內(nèi)裝機量，占國內(nèi)發(fā)電量11.6%，2050年實現(xiàn)300GW國內(nèi)裝機量，占國內(nèi)發(fā)電量31.4%。韓國方面，2022年7月發(fā)布的《2020-2034年電力供需基本計劃》提出，到2034年，韓國電力容量的41.9%將由可再生能源組成。國際能源咨詢公司W(wǎng)oodMackenzie預(yù)測，韓國的目標(biāo)是至2030年實現(xiàn)34GW光伏裝機容量。美國方面，2022年8月頒布了7400億美元的《降低通脹法案》，將近一半撥款用于氣候變化和清潔能源，整體目標(biāo)是2030年減少40%的溫室氣體排放。具體措施有新能源項目和消費者端的稅收抵免，并包含對新能源電力公司的重點投資，交通部門和傳統(tǒng)化工的減排要求。光伏產(chǎn)業(yè)方面，該法案延長了太陽能投資稅減免（ITC），將2022-2032年裝機的光伏項目稅率補貼提升至30%，補貼力度超過歷史最高。從政策目標(biāo)來看，歐洲、日韓、美國對新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的長期支持力度并沒有減弱。因為近期歐洲能源危機疊加地緣政治緊張等因素，部分發(fā)達(dá)國家開始重啟燃煤發(fā)電，新能源和光伏發(fā)電替代進度暫時受阻。短期內(nèi)，這些國家或?qū)⒚媾R能源政策上的反反復(fù)復(fù)。長期來看，海外國家實現(xiàn)碳中和的目標(biāo)不會改變，一方面因為化石發(fā)電的能源模式不符合發(fā)達(dá)國家的自然資源結(jié)構(gòu)和社會發(fā)展進程；另一方面環(huán)境保護、獨立自主、穩(wěn)定可持續(xù)發(fā)展是現(xiàn)代國家能源戰(zhàn)略的核心。展望全球光伏發(fā)展，以德國、英國為代表的歐洲經(jīng)濟大國正面臨能源危機，急需加速新能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。歐盟出臺法案，將光伏發(fā)展從政治承諾進一步推進到立法層面，未來將進一步加速能源獨立自主，光伏發(fā)電空間充足。日韓繼續(xù)重視碳中和與光伏發(fā)展，美國近期落地政策推進光伏發(fā)展，光伏投資稅減免額度提升至歷史最高水平。在全球范圍，光伏產(chǎn)業(yè)具備迎來高速增長的政策環(huán)境。

2.3

中外對比：從市場電價波動，看用電市場差異歐洲在2022年初深陷能源危機，電價高增。以法國為例，電價最高時每度價格超0.3歐元，約合人民幣2元。而我國城鎮(zhèn)居民用電基本維持在0.5-0.7/度電左右。就算是工業(yè)用電，一般也在0.8-1.8元/度電區(qū)間。中國和歐洲在電價上的差異如此巨大，除了電力體制發(fā)展不同，主要原因是電力市場交易機制的差異。電力市場交易分為現(xiàn)貨和中長期兩種?，F(xiàn)貨市場是指以日、時及更短時間單位來交易的市場。電力的現(xiàn)貨市場價格更實時，波動性也更大，在用電需求激增時容易出現(xiàn)歐美國家的“天價電費”情況。例如，2019年8月，美國德州因高溫導(dǎo)致用電需求激增，平時約10美分/度的電價暴增至最高9美元/度。中長期市場是指發(fā)電方，電力運營商、用戶等通過自主協(xié)商、集中競價達(dá)成并鎖定價格，以月、季、年、十年為時間單位進行交易的模式。雖然價格相對穩(wěn)定，但也可能因為上游原料漲價，導(dǎo)致成本無法即時向下游傳導(dǎo)，出現(xiàn)發(fā)電商虧損，拉閘限電的情況。海外的電力交易以市場化為主，交易雙方可以視自身需求情況與風(fēng)險承擔(dān)能力，選擇合同類型、時間長度，定價遵循市場的供需關(guān)系。我國電力交易市場以中長期交易為主，市場化競價為輔。2004年，我國實施煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制。2016年開展電力中長期市場交易，發(fā)電企業(yè)可以通過市場競價形成上網(wǎng)電價。2020年后，我國取消煤電價格聯(lián)動機制，并將標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動不超過15%”的市場化機制。2022年，燃煤發(fā)電價格上下浮動范圍改為“不超過20%”。我國正在從固定的標(biāo)桿電價轉(zhuǎn)向浮動的市場化電價轉(zhuǎn)變。一方面，這有助于解決政府制定電價不能即時反應(yīng)電力成本的問題；另一方面，這也有助于發(fā)電廠商和電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)對市場供需變化。電力交易市場機制決定了燃煤發(fā)電價格，燃煤發(fā)電價格是綠電定價的標(biāo)桿，因此電力交易制度的不同，也影響了我國和海外光伏市場定價的差異。

2.4

我國光伏電價：標(biāo)桿電價、補貼退坡、平價機制光伏電價政策方面，我國總體經(jīng)歷了從標(biāo)桿電價機制、到補貼退坡，再到平價上網(wǎng)三個階段。縱觀光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的不同時期，電價政策對光伏產(chǎn)業(yè)的早期降本起到了重要支撐，對中期適應(yīng)競爭定價產(chǎn)生了深厚影響，進而促進了當(dāng)下平穩(wěn)步入平價上網(wǎng)時代。光伏補貼時代，我國政府設(shè)立可再生能源基金來支付相關(guān)補貼，主要有兩種方式。對于集中式開發(fā)商，政府先制定執(zhí)行“固定執(zhí)行電價”，在電網(wǎng)按該義務(wù)價從開發(fā)商購買后，政府基金再將“固定執(zhí)行電價”中高于當(dāng)?shù)貥?biāo)桿價格（燃煤發(fā)電價）的部分補貼給電網(wǎng)。對于分布式開發(fā)商，政府按照全額上網(wǎng)和“自發(fā)自用，余額上網(wǎng)”兩種情形做出不同規(guī)定，全額上網(wǎng)與集中式定價一致；余額上網(wǎng)則按照度電補貼，由電網(wǎng)先轉(zhuǎn)付，政府基金再支付補貼給電網(wǎng)。電網(wǎng)購得的電價既是“上網(wǎng)電價”，在上網(wǎng)價格基礎(chǔ)上加上配輸電成本、政府附加、服務(wù)價格等，形成“銷售電價”，最終按該價格銷售電力給下游的居民和企業(yè)用戶。上網(wǎng)電價可按照電站建設(shè)場地，分為集中式和分布式兩類。集中式發(fā)電是指建設(shè)在大型地面上，發(fā)電直接輸送并入電網(wǎng)的模式，一般是國家級或大型企業(yè)電站。分布式發(fā)電是指在用戶附近建設(shè)，自發(fā)自用為主，多余發(fā)電進行上網(wǎng)的模式；包括安裝在住宅頂部的家庭戶用發(fā)電和企業(yè)發(fā)電。在過去11年里，我國集中式光伏上網(wǎng)電價下降約70%，用十年時間完成了從標(biāo)桿定價補貼到平價上網(wǎng)的跨越。2011年，我國首次對太陽能發(fā)電項目規(guī)定上網(wǎng)執(zhí)行電價。2013年8月，定價補貼進一步按區(qū)域明細(xì)，根據(jù)各地太陽能資源條件和建設(shè)成本將全國分為三類太陽能資源區(qū)，三類資源區(qū)燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為每千瓦時0.9元，0.95元和1元。電網(wǎng)企業(yè)可就光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價高出當(dāng)?shù)厝济簷C組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的部分，申請可再生能源發(fā)電補貼資金。2015-2017年，國家逐年下調(diào)集中式發(fā)電指導(dǎo)價格。2018年國家發(fā)改委、財政部、能源局聯(lián)合發(fā)文，完善光伏發(fā)電電價機制，降低補貼強度，進一步加大市場化配置項目力度。鼓勵各地出臺光伏產(chǎn)業(yè)政策，自行安排不需要國家補貼的光伏項目，并確定了普通光伏電站的競爭招標(biāo)準(zhǔn)則。隨著市場化配置的成熟和各地政策的完善，2021年1月1日起，中央財政退出補貼，集中式光伏發(fā)電站上網(wǎng)電價按照當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。分布式光伏發(fā)電，也經(jīng)歷了從補貼到補貼退坡，再到平價上網(wǎng)的三個階段。目前分布式工商業(yè)上網(wǎng)已無補貼，戶用上網(wǎng)仍有3分/度補貼。2013年之前,分布式發(fā)電定價還沒有獨立于集中式發(fā)電。2013年8月，國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》首次明確提出對分布式光伏提供0.42元/千瓦時的度電補貼，上網(wǎng)電價及補貼的執(zhí)行期限原則上為20年。2015年，我國進一步放開限制，允許分布式發(fā)電在“自發(fā)自用、余額上網(wǎng)”和“全額上網(wǎng)”中進行選擇，后者讓分布式發(fā)電也能以集中式三類資源區(qū)的電價上網(wǎng)。隨著光伏行業(yè)的發(fā)展，光伏相關(guān)技術(shù)取得突破，光伏設(shè)備價格也隨之大幅下降，維持在0.42元/千瓦時的光伏補貼缺口正不斷擴大。2018年1月份開始，分布式光伏度電補貼出現(xiàn)了首次補貼退坡，至0.37元/千瓦時。隨著光伏市場機制的進一步完善，國家發(fā)改委在2021年《新能源上網(wǎng)電價政策征求意見稿》中提出工商業(yè)分布式光伏不再進行補貼，戶用光伏電站2021年仍有3分/度的補貼，2022年1月開始執(zhí)行。我國補貼政策對光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展起到了至關(guān)重要的作用。有利于產(chǎn)業(yè)鏈早期的降成本，并逐步形成市場機制進入平價時代。隨著光伏發(fā)電建設(shè)規(guī)模不斷擴大，技術(shù)進步和成本下降速度明顯。2022年起，無論是集中式還是工商業(yè)分布式光伏，都不再獲得中央財政補貼。雖然各級地方政府還存有政策接力，但這意味著光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)已具備相對成熟的市場化條件，行業(yè)平價時代來臨。2.5

海外光伏電價：六類主流模式，市場化是發(fā)展方向海外光伏電價主要是有“FIT（固定電價）”、“FIP（溢價補貼）”、“Net（凈計量）”、“PPA（長期購電協(xié)議）”、“RPS”配額制+“REC”綠證、成本補貼，等6類的主流模式。FIT（Feed-intariff固定補貼政策），是指購電方按照政府規(guī)定的“義務(wù)收購電價”，從發(fā)電方購買長期電力的模式。義務(wù)收購電價=標(biāo)桿上網(wǎng)電價（政府規(guī)定，通常是燃煤發(fā)電價格）+補貼電價（政府規(guī)定）組成。不同國家在電價的最終承擔(dān)者上有不同規(guī)定。以德國為例，F(xiàn)IT模式高于標(biāo)桿電價的部分通常最終是由用戶支付。FIP（Feed-inPremium溢價補貼政策），是指購電方按照“溢價后電價”從發(fā)電方購買長期電力的模式。溢價后電價=市場電價+溢價補貼（政府規(guī)定）組成。與FIT不同的是，F(xiàn)IP是在市場電價的基礎(chǔ)上，加上政府補貼部分組成，補貼溢價最終由政府買單。而且FIP定價會隨市場電價波動，而FIT是獨立于市場的政府定價。Net凈計量模式，是指用戶發(fā)電量超過自身需求量時，可以將電量輸送至電網(wǎng)以換取信用額度或出售。出售的價格視不同國家規(guī)定，可以是當(dāng)前市場零售電價、批發(fā)電價、往期均價、或者是打折后電價。該模式類似于我國的分布式上網(wǎng)政策。PPA（PowerPurchaseAgreement長期購電協(xié)議），是指發(fā)電方自行與購電方簽訂協(xié)議，確定購電價格、年限和購電量，也是光伏市場化后的主流定價機制。PPA機制長期鎖定價格，對于光伏發(fā)電方和購電方都可以起到對沖價格風(fēng)險的作用。近期，從PPA模式中又衍生出了一種新的協(xié)議—VPPA（VirtualPPA）虛擬購電協(xié)議，本質(zhì)上是價差合約，僅用于發(fā)電方和購電方的財務(wù)結(jié)算和綠證轉(zhuǎn)移，并不產(chǎn)生實際電力輸送。配額制（RPS）+綠證（REC）模式是碳減排與碳市場的基礎(chǔ)。配額指的是政府先規(guī)劃新能源發(fā)電市場份額，并要求責(zé)任主體承擔(dān)一定量的購買義務(wù)，未完成配額義務(wù)的需要繳納相應(yīng)的罰款。綠證是對進行新能源發(fā)電廠商頒發(fā)的一種憑證，每誕生一張綠證就代表1000度新能源電力上網(wǎng)。綠證通常在市場中可以被自由交易。這類模式的核心是電量激勵，由運營商支付市場電價部分，綠證購買方支付額外的綠證價格部分。相當(dāng)于由購電方支付發(fā)電方的補貼價格，以此來完成購電方的節(jié)能減排義務(wù)。投資補貼模式的核心是成本激勵，以市場化招標(biāo)確定電價，由政府給予發(fā)電方成本上的補貼、或稅收上的優(yōu)惠和抵免。印度采用的是VGF（ViabilityGapFunding）可行性缺口補助基金模式。美國采用的是ITC（InvestmentTaxCredit）投資稅收抵免政策，給予新建的光伏設(shè)備稅收抵免額度。美國方面，早在1978年，美國公共事業(yè)管理法案RUPRA就規(guī)范了市場化定價及浮動制度購買新能源電力的機制。90年代后，美國開始在PPA基礎(chǔ)上實施RPS配額制，但各州具有自主裁定權(quán)；截止2021年底已有32個州引進該機制。2006年，美國“ITC”聯(lián)邦投資稅收抵免政策首次將大型及戶用光伏發(fā)電設(shè)備納入稅收補貼范疇。德國方面，2014年之前采取的是全面FIT模式。2014-2016年逐步切換至FIP與FIT并行，分別適用于100kw以上與100kw以下發(fā)電規(guī)模。2017年開始，德國以750kw為分界點，往上實行PPA市場化招標(biāo)，100kw-750kw繼續(xù)實行FIP溢價補貼，100kw以下小型分布式保持FIT固定標(biāo)桿電價。日本方面，2012年之前采用RPS配額制和剩余電力收購制度。2012年7月起，全面采取FIT模式，并在2016年引入競標(biāo)機制。2020年2月起至今，日本按照光伏發(fā)電建設(shè)規(guī)模實行新政策，大型發(fā)電站采用FIP模式，小型分布式采用FIT模式。印度方面，2003年起一直實行RPS配額制，并在2011年推出綠證REC作為補充。2010年，國家太陽能計劃JNNSM開始實施，也開啟了PPA市場化招標(biāo)時代，持續(xù)至今。2013年，印度推出VGF可行性缺口資金補貼，部分用于支持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展。綜合主要光伏大國的電價機制發(fā)展來看，市場化定價是主流趨勢。位于行業(yè)前列的美國和印度已全面采納市場化定價機制多年。德國選擇分級執(zhí)行，5年前開始在大規(guī)模的電站上網(wǎng)實行市場化招標(biāo)。進程較緩的日本也在6年前引入競價機制，未來或進一步推進電價市場化。3

光伏產(chǎn)業(yè)鏈：上游重原料挖掘、中游重技術(shù)挖掘、下游重光儲結(jié)合光伏產(chǎn)業(yè)將半導(dǎo)體技術(shù)與新能源需求相結(jié)合，其產(chǎn)業(yè)鏈上下游涉及廣泛，內(nèi)涵豐富。光伏上游包括多晶硅料、單晶硅棒、多晶硅錠、單晶硅片、多晶硅片等原材料的生產(chǎn)環(huán)節(jié)；中游包括單晶電池、多晶電池、薄膜光伏組件、晶硅組件等制造環(huán)節(jié)；下游包括逆變器和光伏發(fā)電系統(tǒng)等光伏電池運用和電站運營環(huán)節(jié)，此外還涉及光伏玻璃、膠膜、支架等輔材環(huán)節(jié)。3.1

上游：價格問題是核心在光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游部分，有“黑金”之稱的高純多晶硅（硅料）是基礎(chǔ)原材料，多晶硅經(jīng)過熔化鑄錠或者拉晶切片后，可分別做成多晶硅片和單晶硅片，進而用于制造光伏電池。近年來，隨著光伏產(chǎn)業(yè)鏈下游應(yīng)用企業(yè)不斷擴大生產(chǎn)，上游的硅料產(chǎn)品價格持續(xù)走高。推動上游多晶硅料形成市場機制和有序健康發(fā)展是光伏產(chǎn)業(yè)的重點內(nèi)容之一。根據(jù)Solarzoom數(shù)據(jù)，自2020年以來，國產(chǎn)多晶硅（一級料）價格漲勢兇猛。從2020年年初的不到10美元/千克一路攀升至2022年接近45美元/千克，漲幅超4倍。上游硅片價格的上漲將導(dǎo)致下游光伏組件的價格持續(xù)攀升從而推高建設(shè)成本。此時，中下游光伏企業(yè)必然會面臨更大的投資建設(shè)和運營壓力，這將嚴(yán)重影響我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。因此光伏需要重點關(guān)注產(chǎn)業(yè)鏈上游硅料的生產(chǎn)環(huán)節(jié)，加速制硅、提純等技術(shù)突破，解決硅料價格居高不下問題。3.2

中游：追求更高性價比的電池技術(shù)中游，單晶硅太陽電池廣泛運用于地面設(shè)施當(dāng)中，是當(dāng)前開發(fā)最成熟的一種太陽電池。這種太陽電池以高純的單晶硅棒為原料，純度要求99.999％，同時其光電轉(zhuǎn)換效率為15%-24%，為光電轉(zhuǎn)化率較高的電池類型。但高純度也導(dǎo)致了較大的制作成本，因此它還不能被大量廣泛和普遍地使用。相對而言多晶硅太陽電池的制作成本比單晶硅太陽能電池低，得到了較大發(fā)展。但多晶硅太陽能電池的使用壽命要比單晶硅太陽能電池短，光電轉(zhuǎn)換效率也相對降低不少。光伏產(chǎn)業(yè)鏈中游要重點發(fā)展和挖掘具備更高性價比的電池技術(shù)，期待低成本和高轉(zhuǎn)化率電池的誕生。3.3

下游：關(guān)注光伏逆變器、分布式電站新模式光伏產(chǎn)業(yè)鏈下游建設(shè)，一是重點關(guān)注逆變器環(huán)節(jié)，光伏逆變器是光伏發(fā)電系統(tǒng)的心臟，是光伏電站最重要的核心部件之一。“并網(wǎng)逆變器”能將光伏組件產(chǎn)生的直流電轉(zhuǎn)化為交流電，進行并網(wǎng)或供給家庭使用；而“儲能逆變器”則帶有蓄電池，具備了儲能功能。在未來光伏+儲能的大趨勢下，光伏需重點關(guān)注儲能逆變器的需求提升。二是重點統(tǒng)籌集中式和分布式光伏建設(shè)。當(dāng)前能源供給緊張，能源互用成為大勢所趨，分布式光伏需求強勁，裝機潛力將進一步釋放。除此之外，分布式光伏建設(shè)成本較低，在組件價格不斷攀升的背景下，可有效提升下游工商企業(yè)裝機意愿，幫助用電用戶對沖高昂能源成本，提高大眾對可再生能源的接受程度；且安裝地點靈活，有益于解決集中式光伏建設(shè)征地難的問題，可緩解地域電網(wǎng)發(fā)展不平衡，推動我國東西部與城鄉(xiāng)電網(wǎng)均衡發(fā)展，提高能源效率，加快實現(xiàn)碳中和。2016-2021年我國分布式光伏發(fā)電復(fù)合增長率達(dá)60.45%，遠(yuǎn)高于國內(nèi)光伏行業(yè)整體增速。其中，2021年國內(nèi)新增分布式光伏裝機29.28GW，占新增光伏裝機的53.35%，近年來分布式光伏裝機規(guī)模首次超過集中式光伏裝機規(guī)模。5月6日，國務(wù)院提出在有條件的地區(qū)推動屋頂分布式光伏發(fā)電。2022年新增新能源并網(wǎng)20GW以上地區(qū)，如山東、內(nèi)蒙古、河北、甘肅、青海、廣東等，紛紛提出大力發(fā)展分布式光伏。政策與市場并驅(qū)推進分布式光伏建設(shè)，未來集中式與分布式光伏結(jié)合發(fā)電趨勢明顯。4

光伏技術(shù)：沿革、發(fā)展、未來4.1

光伏硅片技術(shù)：大型化、單晶化、薄片化光伏硅片尺寸大型化是一大重要發(fā)展趨勢。市場上硅片按照尺寸大小，直徑從短到長，一共包括八種型號，分別是：M0、M1、M2、M4、G1、M6、M10、G12，其邊距依次為156mm、156.75mm、156.75mm、161.7mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。從歷史發(fā)展階段看，2012年前，中國硅片產(chǎn)業(yè)處在為外國代工階段，使用的硅片主要為M0級；2012年-2018年間，中國光伏產(chǎn)業(yè)遭歐美“雙反”，但國內(nèi)光伏發(fā)電需求的上升支撐了光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，這一階段的各大廠商開始轉(zhuǎn)向156.75mm的M1、M2級硅片；2018年后，國內(nèi)光伏產(chǎn)業(yè)逐漸成熟，上游的硅片制造業(yè)迅猛發(fā)展，G1、M6、M10、G12等硅片型號開始大規(guī)模使用。從技術(shù)和成本控制看，硅片尺寸增大，能降低度電成本與切片次數(shù)，稀釋電池中的非硅成本，進而減少硅片的制造費用，符合光伏行業(yè)降費提效的發(fā)展趨勢。根據(jù)預(yù)測，160-166mm硅片的市場份額在近兩年內(nèi)逐漸下降，182mm與210mm硅片逐步成為市場主流。單晶硅片成為市場主流。2021年單晶硅片市場占比達(dá)到了94.5%，在市場中處于絕對領(lǐng)先地位。隨著硅片制造產(chǎn)業(yè)的成熟，硅片造價不斷下降，行業(yè)的焦點轉(zhuǎn)向效率。就效率而言，單晶多層片的能量轉(zhuǎn)換效率一直高于多晶電池片，未來單晶硅片市場份額、尤其是具備更高轉(zhuǎn)換效率極限值的N型單晶類市場份額將會占據(jù)主導(dǎo)地位。同時，硅片薄化趨勢也在加速。薄硅片有利于降低硅材損耗，降低單硅片耗硅量?，F(xiàn)在市場上的硅片主要包括多晶硅片和單晶硅片，其中單晶硅片分為P型、N型路線。2021年，多晶硅片平均厚度為178um，因其需求的逐漸減弱，厚度改進動力較弱，預(yù)計其厚度在2030年將保持在170um以上。2021年P(guān)型單晶硅片平均厚度為170um，同時150um-160um的薄片技術(shù)已經(jīng)趨于成熟，預(yù)計2030年P(guān)型單晶硅片厚度將下降至140um。N型TOPCon-N型單晶硅片平均厚度為165um，預(yù)計2030年將下降至135um；HJT-N型硅片平均厚度為150um，預(yù)計2030年將下降至110um。當(dāng)然，硅片在不斷薄化的同時可能會影響切片良率，相關(guān)的加工技術(shù)能否突破也是決定硅片薄化速度的重要因素。4.2

光伏電池技術(shù)：百花齊放，迭代成熟光伏電池技術(shù)原理，即光生伏特效應(yīng)，即由于光照，使得半導(dǎo)體材料的不同部位之間產(chǎn)生電位差，形成電壓，進而形成電流的回路。是太陽光能轉(zhuǎn)換為電能的光伏發(fā)電技術(shù)基礎(chǔ)，將光子轉(zhuǎn)化為電子，將光能量轉(zhuǎn)化為電能量。其具體工作過程分為四部分，一是光子照射到電池表面后被吸收，產(chǎn)生電子空穴對；二是內(nèi)建電場分離電子空穴對，在PN結(jié)兩端產(chǎn)生電勢；三是導(dǎo)線連接PN結(jié)，形成電流；四是在太陽電池兩端連接負(fù)載，將光能轉(zhuǎn)換成電能。在此過程中，考察光伏系統(tǒng)的核心指標(biāo)是“光電轉(zhuǎn)換效率”：在工作溫度25±2℃，光照強度為1000W/㎡的標(biāo)準(zhǔn)條件下，光伏系統(tǒng)“輸出電功率”與“入射光功率”之比，即太陽光入射功率轉(zhuǎn)換為光伏電池最大峰值功率的比例。而光伏發(fā)電的“光電轉(zhuǎn)換效率”主要由兩大因素所影響：一是光學(xué)損失率，二是電學(xué)損失率。其中，光學(xué)損失主要是由“光浪費”造成，解決光學(xué)損失要從以下方面入手，主要包括：1）減少光譜損失，如因為能量小于或大于半導(dǎo)體的禁帶寬度而導(dǎo)致的光子未被吸收；2）減少玻璃組件或電池板的正反兩面發(fā)生反射折射；3）降低表面遮光、電極和柵線的阻隔等。電學(xué)損失主要是由復(fù)合損失造成，而解決復(fù)合主要要解決材料本身的內(nèi)部缺陷以及雜質(zhì)等相關(guān)問題。主要可以通過改變光伏電池的結(jié)構(gòu)，減少復(fù)合，從而提高光電轉(zhuǎn)化效率實現(xiàn)。光伏產(chǎn)業(yè)電池技術(shù)的發(fā)展歷經(jīng)多個階段。而未來電池技術(shù)迭代發(fā)展的關(guān)鍵，也是從提高光電轉(zhuǎn)換效率、降低光學(xué)和電學(xué)損失率入手。2005-2018年，BSF電池，即鋁背場電池，是較為主流的第一代光伏電池技術(shù)。鋁背場電池的制造是在晶硅光伏電池P-N結(jié)制備完成后，通過摻硼或淀積鋁層燒結(jié)的方法，在硅片的背光面沉積一層鋁膜，制備形成高摻雜濃度的P+層，從而形成鋁背場。但是，由于其背表面的全金屬復(fù)合較高，導(dǎo)致光電損失較多，在光電轉(zhuǎn)換效率方面具有先天的局限性，2017至2018年開始，鋁背場電池技術(shù)市占率逐漸走低，現(xiàn)階段已經(jīng)面臨淘汰。2016年至今，第二代的單晶P型PERC、PERC+電池市占率逐步走高，成為市場具備經(jīng)濟性的主流產(chǎn)品。PERC即鈍化發(fā)射極和背面電池，PERC背面有一個額外的層，其主要作用有兩點，一是可以捕獲更多的陽光并將其轉(zhuǎn)化為電能，因此更高效；二是能夠減輕背面復(fù)合，并防止較長波長的熱量變成會損害電池性能的熱量。2019年，PERC首次超越BSF技術(shù)成為最主流的光伏電池技術(shù)，2016年至2021年，PERC電池滲透率從10%提升至90%左右。從理論和實踐發(fā)展看，目前PERC電池的光電轉(zhuǎn)換效率已達(dá)23%~23.2%區(qū)間，逐步逼近理論轉(zhuǎn)換效率24.5%極限，開發(fā)下一代具備更高轉(zhuǎn)換效率極限的電池技術(shù)是大勢所趨。未來，目光逐漸轉(zhuǎn)向以TOPCon、HJT、IBC為代表的N型電池技術(shù)，逐漸成為行業(yè)下一代高效晶硅電池主流發(fā)展方向。相比傳統(tǒng)的P型電池相比較，N型電池具有轉(zhuǎn)換效率高、雙面率高、溫度系數(shù)低、無光衰、弱光效應(yīng)好等優(yōu)點，是未來的主流電池技術(shù)路線之一。一是轉(zhuǎn)換效率更高。目前P型電池的理論轉(zhuǎn)化效率極限為24.5%，而N型電池技術(shù)的光電轉(zhuǎn)換效率理論極限28.7%。二是雙面率高，即光伏背面效率與正面效率的百分比更優(yōu)。雙面發(fā)電是光伏電池發(fā)展的方向，P型PERC電池雙面率75%-85%左右，而N型TOPCon、HJT電池的雙面率分別可以達(dá)到85%-95%以上。三是溫度系數(shù)低。N型電池溫度系數(shù)低于P型，當(dāng)光伏系統(tǒng)的實際工作溫度與標(biāo)準(zhǔn)溫度差值較大，如17度時，N型組件可比P型組件發(fā)電量增益0.85%。因此N型電池更適合溫度較高的應(yīng)用場景，更好的溫度系數(shù)使其發(fā)電增益，減少損失。四是光衰現(xiàn)象弱，即光伏組件的輸出功率在剛開始使用的最初和后續(xù)全生命流程的使用過程中，相對保持穩(wěn)定。P型硅片摻雜的硼元素在光照或電流注入下，會與氧形成沒有飽和化學(xué)鍵的硼氧復(fù)合體，其會捕捉光照產(chǎn)生的載流子，從而降低載流子的壽命。而N型硅中硼含量極低，幾乎沒有光衰現(xiàn)象。N型電池中有多種技術(shù)路線，其中，TOPCon是一種使用超薄隧穿氧化層以及摻雜多晶硅層，作為鈍化層結(jié)構(gòu)的太陽電池，具備良好的接觸性能，可極大提升太陽能電池的效率。HJT是由兩種不同的半導(dǎo)體材料組成的結(jié)，也稱異質(zhì)結(jié)，主要通過利用PN結(jié)的原理產(chǎn)生光生電流。HJT電池的發(fā)射極是一層很薄的非晶硅層，能減少載流子的復(fù)合，降低電損失。IBC是一種將電池發(fā)射區(qū)電極和基區(qū)電極均設(shè)計于電池背面，且以交叉形式排布的太陽能電池，也稱交叉背接觸電池。其前表面可徹底避免金屬柵線電極的遮擋，減小光損失；同時背部采用優(yōu)化的金屬柵線電極，以降低串聯(lián)電阻，減少電損失。除此之外，IBC也可疊加其他電池新技術(shù)，與TOPCon電池疊加為TBC電池，與HJT電池疊加為HBC電池，與P型PERC電池疊加為PBC電池，均有顯著的提效效果。由于硅的半導(dǎo)體特性與太陽光譜吻合，一直是光伏使用的主要半導(dǎo)體材料，但是，光伏滲透率的快速攀升也激化了上游硅料漲價的行業(yè)矛盾。未來，多元化光伏電池材料是大勢所趨，類似鈣鈦礦等與硅具有相似特性的技術(shù)路線將逐漸成熟發(fā)展。鈣鈦礦電池，是利用鈣鈦礦型有機金屬鹵化物半導(dǎo)體作為吸光材料為太陽能電池，屬于第三代太陽能電池，是一種全新的技術(shù)路線。鈣鈦礦較晶硅電池成本與效率優(yōu)勢明顯。從理論效率極值看，鈣鈦電池單層電池可達(dá)31%，超晶體硅太陽能電池的理論極限。從制造效率看，鈣鈦礦對雜質(zhì)的敏感度較晶硅低，通常純度為90%左右的鈣鈦礦便可投入制造效率超20%的電池，而晶硅純度必須達(dá)到99.9999%以上才能用于制造；鈣鈦礦組件生產(chǎn)流程只需45分鐘，較晶硅的三天用時明顯縮短。從投資成本看，1GW鈣鈦礦電池投資強度僅為晶硅的一半，產(chǎn)業(yè)鏈明顯短于晶硅電池，可大幅降低物流等成本。從使用場景看，鈣鈦礦作為一種高柔性的薄膜電池，結(jié)構(gòu)輕便，易于安裝，可被使用在晶硅電池?zé)o法觸達(dá)的場景，更適合大規(guī)模推廣。未來再通過鈣鈦礦電池結(jié)合疊層技術(shù)，可制成鈣鈦礦、鈣鈦礦疊層太陽能電池。雙層理論極限光電轉(zhuǎn)換效率可達(dá)到45%，三層可達(dá)到49%。從2009年第一塊鈣鈦礦電池轉(zhuǎn)化率僅達(dá)3.8%，到現(xiàn)在技術(shù)逐步成熟，最新轉(zhuǎn)化率已經(jīng)達(dá)到25%，鈣鈦礦電池正在全面追趕晶硅電池。預(yù)估實現(xiàn)大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化還需3-5年時間。從應(yīng)用來看，鈣鈦礦電池與BIPV光伏建筑一體化市場有天然適配優(yōu)勢，有望在此領(lǐng)域率先開啟市場應(yīng)用。4.3

光伏逆變器技術(shù)：光伏系統(tǒng)的“心臟”和“大腦”光伏逆變器可以稱為光伏系統(tǒng)的“心臟”和“大腦”。未來，隨著光伏發(fā)電滲透率進一步提升，對光伏并網(wǎng)的適應(yīng)性要求也會相應(yīng)地增高，對于逆變器的需求逐步升級；從開始的提升并網(wǎng)電力質(zhì)量，到適應(yīng)電網(wǎng)、減少電網(wǎng)故障，再到快速響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度需求、支撐電網(wǎng)整體穩(wěn)定運行。進一步發(fā)展光伏逆變器技術(shù)，成為發(fā)展光伏的核心關(guān)鍵點之一。光伏逆變器的“心臟”功能體現(xiàn)在，光伏逆變器連接了光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)，實現(xiàn)了將光伏電池輸出的直流電轉(zhuǎn)換為頻率可調(diào)節(jié)的交流電，使之適用于生產(chǎn)生活。光伏逆變器，通過IGBT、MOSFET等電力電子開關(guān)器件的高頻率開合，實現(xiàn)這一流程功能，使輸出的交流電滿足了并網(wǎng)的電能質(zhì)量要求。光伏逆變器的“大腦”功能體現(xiàn)在它是智能化設(shè)備，通過信息采集、電站監(jiān)控、人工交互等功能，負(fù)責(zé)整個光伏系統(tǒng)的智能化控制。逆變器需要匹配較高的軟硬件設(shè)計制造水平，以及相應(yīng)的算法機制，以最大程度實現(xiàn)其數(shù)字化功能。一方面，逆變器的最大功率點追蹤MPPT功能，是光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心技術(shù)之一。根據(jù)不同環(huán)境溫度、不同光照強度等特性，調(diào)節(jié)光伏陣列的輸出功率，使得光伏陣列始終輸出最大功率。因此，可以最大限度地發(fā)揮光伏電池板的發(fā)電能力、提升系統(tǒng)發(fā)電效率。另一方面，對系統(tǒng)狀態(tài)進行監(jiān)控、提供故障保護，對系統(tǒng)實現(xiàn)“防孤島效應(yīng)”保護、零電壓或低電壓穿越?！肮聧u效應(yīng)”是指在電網(wǎng)失壓或斷開的情況下，發(fā)電設(shè)備仍作為孤立電源對負(fù)載供電，形成供電孤島，存在巨大安全隱患。而光伏系統(tǒng)核心的光伏逆變器，通過最大功率點追蹤控制、自動運行和停機、被動或主動式電網(wǎng)斷電的檢測以及其他并網(wǎng)系統(tǒng)所需的一系列功能等發(fā)揮效應(yīng)，實現(xiàn)防孤島效應(yīng)保護。光伏逆變器有多種技術(shù)形式：集中式、組串式和微型逆變器。集中式逆變器，較為常見于光照均勻的集中型地面大型光伏電站。其特點為：一是功率相對較大，先匯流、再逆變，將組件直流電匯總成較大直流功率后再逆變，單體容量超500kw；二是技術(shù)成熟、系統(tǒng)集成度高、成本相對低；但是其最大功率點追蹤跟蹤精度不夠，在云雨天氣或單個組串故障時，影響整個光伏電站電產(chǎn)能效率，且需要具備通風(fēng)散熱的專用機房。組串式逆變器，規(guī)模小，常見于分布式發(fā)電，包括戶用、中小型工商業(yè)屋頂、中小型地面電站等，集中式光伏發(fā)電中也有應(yīng)用。其特點為：一是功率相對集中式較小，單體功率一般在100kw以下，也有部分136kw、175kw以上的較大功率產(chǎn)品；二是模塊化，先逆變、再匯流，先對幾組光伏組串進行單獨的最大功率點追蹤、逆變成交流電、在匯流升壓和并網(wǎng)；三是適配場景豐富、便于安裝、配置靈活、快捷運維；四是最大功率點追蹤跟蹤精度高。但是其成本價格略高于集中式逆變器。微型逆變器，常見于戶用、小型分布式場景。其特點為：一是對每個組件進行單獨的最大功率點追蹤，不匯流、直接逆變并入交流電網(wǎng)；二是體積小、單體容量有限，一般在1kw以下；三是可以對組件進行獨立最大功率點追蹤，這樣可以在組件性能差異情況下，降低安全隱患、保障整體效率。但初始投資的單瓦價格成本相對高。從安全性、成本以及系統(tǒng)效率三方面綜合考慮，微型逆變器更適用于分布式光伏應(yīng)用場景下的戶用光伏設(shè)施。一是微型逆變器系統(tǒng)總體效率更高，發(fā)電量更大：可以在組件級實現(xiàn)最大功率點跟蹤，對各模塊的輸出功率進行優(yōu)化，整體輸出功率最大化。二是安全性高，解決高壓危險問題。微型逆變器低電壓、組件級關(guān)斷，安全性更好。三是雖然初始投資成本較高，但精細(xì)化控制使其后期維護成本低，綜合成本更佳。在海外，由于安全性政策要求，微型逆變器也正逐步成為分布式市場的主流選擇。5我國光伏發(fā)展趨勢和展望5.1

光伏產(chǎn)業(yè)鏈：大規(guī)模、高效率，度電成本下降隨著光伏發(fā)電技術(shù)和產(chǎn)業(yè)化規(guī)?；牟粩噙M步，我國光伏產(chǎn)業(yè)鏈中各環(huán)節(jié)的成本逐年下降。雙面雙玻、HJT、TOPCon等N型技術(shù)應(yīng)用不斷提高組件整體功率和發(fā)電效率，2022年，600w以上的組件逐漸成市場主流趨勢，700w以上的組件產(chǎn)品逐漸發(fā)展迭代。光伏組件逐漸呈現(xiàn)“高功率、高效率、高可靠、高發(fā)電”特征。一是將帶來光伏電站投資成本下降，二是度電成本下降，三是電站使用周期更長、全生命周期的發(fā)電總量增加，未來光伏度電成本逐步逼近或倒掛燃煤發(fā)電成本。2019年，全國光伏的年均利用小時數(shù)為1169小時，光伏電站建設(shè)成本平均4.5元/瓦，度電成本約為0.44元/度；2020年底，全國光伏平均利用小時數(shù)1160小時，光伏電站建設(shè)成本平均3.5元/瓦，度電成本為0.36元/度；2021年底，全國光伏的年均利用小時數(shù)為1163小時，光伏電站建設(shè)成本平均3.0元/瓦，度電成本為0.3343元/度。2022年，我國光伏發(fā)電成本下降至約0.3元/度。5.2

光伏電力市場：平價交易與市場競價結(jié)合我國光伏電力市場的發(fā)展趨勢，或?qū)⒖既济弘娏κ袌霭l(fā)展，以平價中長期交易為主，市場化競價交易為補充。平價中長期交易是指，交易模式遵循市場化的雙邊協(xié)商，但是定價模式遵循政策規(guī)定的“平價上網(wǎng)”，既按照當(dāng)?shù)氐娜济喊l(fā)電基準(zhǔn)價格上網(wǎng)。燃煤發(fā)電的定價是“基準(zhǔn)價+上下浮動不超過20%”的市場化機制。光伏定價向燃煤發(fā)電看齊，間接上考慮了不同地區(qū)的電力價格浮動情況。一方面，政府基準(zhǔn)價使得長期價格穩(wěn)定得到保障，讓下游的居民和企業(yè)用電受到保護。另一方面，浮動空間有助于發(fā)電方和電網(wǎng)應(yīng)對市場供需變化，即時反應(yīng)和管理電力成本。市場化競價交易=PPA（長期購電協(xié)議）+現(xiàn)貨市場。海外的PPA模式和現(xiàn)貨市場完全遵循市場定價。我國的中長期電力交易并非完全市場化，但PPA機制和現(xiàn)貨市場仍是有積極作用的市場補充。PPA協(xié)議的優(yōu)勢在于，一方面，對光伏開發(fā)商而言，能長期鎖定價格，給發(fā)電方帶來持續(xù)、穩(wěn)定、可預(yù)測的現(xiàn)金流，這意味著能更容易獲得銀行貸款審批，從而促進新建光伏項目的融資。另一方面，鎖定電價能更好地應(yīng)對下游電力市場的價格波動。對購電方而言，不論是電力運營商還是用電力大用戶，都能從長期協(xié)議中受益。一方面能在電價波動的電力市場中對沖價格風(fēng)險；另一方面可以獲得穩(wěn)定、持續(xù)的供電來源，提高光伏供能比例。